Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

1955

Анализ эффективности разработки мелекесского горизонта Жирновского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтега

ID: 185126
Дата закачки: 09 Ноября 2017
Продавец: lesha.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: Microsoft PowerPoint, Microsoft Word

Описание:
Анализ эффективности разработки мелекесского горизонта Жирновского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Более четверти в России и странах СНГ при разработке нефтяных ме-сторождений в целях увеличения текущей и конечной нефтеотдачи в основ-ном использовали метод поддержания пластового давления путем закачки воды в пласты (в законтурную, приконтурную или внутриконтурную часть пласта).
Под закачку воды в пласт переведены и многие месторождения, вве-денные в разработку ранее. В настоящее время этими методами разрабаты-вается более 200 нефтяных месторождений.
О высокой эффективности метода заводнения можно судить по тому, что около 80% всего объема добычи нефти получают из пластов охваченных заводнением. За четверть века получено при использовании этого метода бо-лее 40% добытой в России и странах СНГ нефти.
Важнейший показатель эффективности применения на практике науч-ных основ разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластово-го давления путем закачки воды в пласты – значительное повышение коэф-фициента нефтеотдачи в целом по стране.
Однако несмотря на высокие технико-экономические показатели, полу-ченные при разработке месторождений с применением метода заводнения, закачка воды в пласты малоэффективна либо вовсе не применима для место-рождений со сложными геологическими условиями или при содержании в пластах высоковязкой нефти.
Так теория и практика показывает, что наибольший коэффициент неф-теотдачи при заводнении (до 50% и несколько более) достигается в пластах, содержащих нефть вязкостью 0,5 – 1,5 мПа с. При больших значениях вяз-кости нефти эффективность заводнения снижается, а при вязкости свыше 20 – 30 мПа с этот метод воздействия на пласт практически неэффективен и труд-но осуществим (конечная нефтеотдача не превышает 15 – 20%).
Следовательно, при совместной технологии разработки нефтяных ме-сторождений с поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт обеспечивается неполное извлечение геологических запасов нефти, в результате чего в недрах остается в целом свыше 50%, а по пластам с высо-ковязкой нефти до 80 - 85% от ее геологических запасов. Это значит, что большое количество нефти остается в недрах земли.
Если учесть, что в последние годы все больше открывается месторож-дений с высоковязкой нефтью, то средний коэффициент нефтеотдачи по от-расли будет непрерывно снижаться, а доля безвозвратных потерь нефти в недрах будет интенсивно возрастать.
В числе мероприятий, направленных на дальнейшее повышение нефте-отдачи, особое место занимают способы теплового воздействия на пласты, содержащие как высоковязкую, так и нормальную по вязкости нефть.
За последние несколько лет доля термических методов добычи нефти составляла 50% общей добычи нефти за счет всех новых методов (физико-химических, газовых и др.), хотя по числу действующих объектов, охвату запасов, объему закачки агентов, числу нагнетательных и реагирующих скважин и др., тепловые методы сильно уступают им.
Сегодня перед нефтяниками Российской Федерации стоит нелегкая за-дача – разработка сложно построенных нефтегазовых месторождений высо-ковязкой нефти. Россия обладает значительными запасами тяжелых нефтей (9,0 млрд. т), что позволяет рассматривать их как важный резерв увеличения сырьевой базы. Это, в первую очередь, месторождения Западной Сибири, Удмуртии, Республики КОМИ, Поволжья и других регионов. И достичь здесь высоких показателей нефтеотдачи возможно лишь за счет применения термических методов воздействия.
Промышленное внедрение термических методов добычи нефти требует более высоких капитальных вложений и эксплуатационных затрат по срав-нению с методами разработки маловязких нефтей. Поэтому реализация зада-чи увеличения добычи нефти термическими методами при существующем экономическом механизме неизбежно приводит к снижению прибыли.
На Жирновском месторождении в течении многих лет осуществляется испытание теплового метода повышения нефтеотдачи. На одном участке с января 1982 года закачивается в пласт (мелекесский горизонт) горячая вода.
Одна из причин, вызывающий повышенный интерес к данному объек-ту, является наличие сравнительно больших остаточных запасов нефти в ме-лекесском горизонте и трудностью их извлечения без воздействия на пласт (конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на режиме растворен-ного газа ожидается не выше 0.2).
Особенностью испытываемого объекта (испытания проводились в IV пласте мелекесского горизонта) является низкая проницаемость коллектора (менее 0.1 мкм2), наличие глинистых прослоев и нефтенасыщенных линз, из-менчивая по площади нефтенасыщенная толщина пласта; нефть характеризу-ется повышенной вязкостью и высоким содержанием смол (до 27-29%), деби-ты скважин низкие 0,5-2 т/сутки.
В связи с тем, что диапазон изменения основных геолого-физических параметров мелекесского горизонта находится либо за пределами, либо на границе пределов применимости известных методов повышения нефтеотда-чи, при составлении технологической схемы было затруднительно отдать предпочтение какому-либо из методов. Испытанные методы неоднозначны по технико-экономическим соображениям: при закачке в пласт горячей воды не требуется дорогостоящего оборудования, при этом расчетный коэффици-ент нефтеотдачи 0.33.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ текущего состояния разработки мелекесского горизонта

Нефтегазовая залежь мелекесского горизонта Жирновского месторож-дения введена в промышленную разработку с 1962 года на естественном ре-жиме растворенного газа.
В период разработки, по мере изучения и уточнения геолого-промысловой характеристики залежей неоднократно составлялись проект-ные технологические документы (1961, 1978 и 1987 гг) и производился пере-счет запасов в 1962, 1967, 1980, 1982, 1988 гг.
С целью интенсификации разработки и повышения конечного коэффи-циента нефтеизвлечения производились следующие работы:
- в1966 году поддержание пластового давления с помощью закач-ки холодной воды;
- в 1974 году электроподогрев призабойной зоны на нескольких скважинах;
- в 1987 году на опытном участке метод внутрипластового влаж-ного горения;
- в 1994 году на двух скважинах термогазохимическое воздей-ствие.
От воздействия на пласт всеми этими методами эффекта не получено.
Успешной оказалась закачка с 1982 года горячей воды (t=100 C) на опытном участке в две нагнетательные скважины. За первые три года экспе-римента добыча нефти по опытному участку возросла в четыре раза, сред-ний дебит нефти скважин увеличился более чем в шесть раз и продолжает в настоящее время оставаться на более высоком уровне, чем в среднем по за-лежи.
Значительного внимания заслуживает бурение и ввод в эксплуатацию в 1991-1993 гг на залежи мелекесского горизонта в районе расположения опытного участка с термозаводнением одиннадцати горизонтальных сква-жин. При этом дебиты нефти горизонтальных скважин более чем в три раза выше по сравнению с дебитами вертикальных скважин.
В I пачке коллектор, вмещающий нефтегазовую залежь, распространен повсеместно.
Залежь пластовая, сводовая. Положение водонефтяного контакта опре-делена на абсолютной отметке – 498 м, газонефтяного - на абсолютной от-метке – 428 м. Размер залежи 9,0х4,0 км, этаж нефтеностности 60 м, газо-ностности 10,3 м.
Залежь II пачки нефтегазовая, пластовая, сводовая. В ряде скважин песчаники II пачки заглинизированы или уплотнены, в связи с чем на запад-ном крыле и в присводовой части поднятия выделены зоны отсутствия кол-лектора. Залежь частично экранирована на севере.
Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке – 563 м, газонефтяного на абсолютной отметке – 472 м. Размеры залежи 9,6х5,0 км, этаж нефтеностности 91 м, газоностности 15,7 м.
За время разработки продуктивного мелекесского горизонта начи-ная с 1962 года до настоящего времени динамика технологических пока-зателей характеризуется по трём основным периодам разработки:
I период с 1962 по 1978 год – рост годовой добычи нефти;
II период с 1978 по 1985 года – стабилизация годовой добычи нефти;
III период с 1985 по настоящее время - падение годовой добычи нефти.
I период характеризуется увеличением фонда добывающих скважин
за счёт бурения новых эксплуатационных скважин. С самого начала разработки мелекесского горизонта добыча велась насосным способом.
II период характеризуется продолжением увеличения фонда добыва-ющих скважин, однако на фоне этого продолжается снижение пластово-го давления и растёт обводнённость нефти в ряде скважин. С 1982 года начинается применение различных способов воздействия на пласт: закач-ка холодной пресной воды, а также попутной воды в пласт с целью поддержания пластового давления; внедрение тепловых методов воздей-ствия на пласт (внутрипластовое горение, закачка горячей воды в пласт).
 III период характеризуется незначительным увеличением и ста-билизацией фонда добывающих скважин, дальнейшим использованием метода теплового воздействия на пласт путём закачки горячей воды в пласта также внедрения передовых способов разработки продуктивного горизонта с целью увеличения нефтеотдачи пласта путём ввода в экс-плуатацию 11 эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием ствола и применением передовых способов вскрытия и крепления про-дуктивного пласта.
Таким образом, залежь мелекесского горизонта находится на третьей стадии разработки.
На 01.01.2014 года из залежи отобрана 3204.3 тыс. т. нефти, 720.8 тыс. т. воды, 3925.1 тыс. т. жидкости при обводненности добываемой продукции 16,4%.
Количество закаченной в мелекесский горизонт воды составило 1396.88 тыс. м3. Количество добывающих и нагнетательных скважин соот-ветственно равно 352 ед. и 4 ед. Среднесуточный дебит одной добывающей скважины составил: по нефти – 0,6т/сут, по жидкости – 0,7 т/сут. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины 201 м3/сут. Степень выработ-ки от начальных извлекаемых запасов достигла 57,3%. Темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов составил 1,53%. Текущий коэффициент от-дачи достиг 0,136 при проектном 0,238.
Сопоставление проектных и фактических показателей разработки про-изведено за период 2009-2013 гг., т.е. за последние пять лет.
Фактические значения годовой добычи нефти по всем анализируемым годам отстают от проектных на 32,52 тыс. т. в 2009г., на 25,92 тыс. т. в 2010 г., на 19,42 тыс. т. в 2011 г., на 14,24 тыс. т. в 2012 г., на 13,2 тыс. т. в 2013 г.
Этот факт объясняется тем, что фактический фонд действующих добы-вающих скважин так и не достиг проектных отметок, если брать по годам, это соответственно 8 скв., 34 скв., 37 скв., 46 скв., 52 скв.
Годовая добыча жидкости за период 2009-2013 гг. изменялась в преде-лах 95-100 тыс. т. По проекту добыча жидкости должна была снизиться со 136 тыс. т. в 2009 г. до 100,6 тыс. т. к 2014 году.
Таким образом, фактические значения годовой добычи жидкости также отстают от проектных, в среднем на 30 тыс. т.
При этом годовая закачка по проекту должна была снизиться на 10 тыс. м3 до 70 тыс. м3 в 2014году. Фактический объем годовой закачки был на уровне 73-75 тыс. м3. Таким образом, только в 2011 и 2012 годах объемы закачки воды составили 71-71,8 тыс. м3.
Количество действующих нагнетательных скважин фактически за 5 лет несколько превышало проектное, на 1 скважину в 2009-2014 годах, а к 2014году эти значения стали равными и составили 4 единицы.
Обводненность добываемой продукции не достигла своих проектных отметок ни за один год и отставала от них на 6-10%. Проектные значения об-водненности составляли 14-28%.
Средний дебит нефти одной скважины только в 2013 году достиг про-ектной отметки, равной 0,6 т/сут., в остальные годы происходило незначи-тельное отставание фактических значений среднего дебита нефти одной скважины от проектных, примерно 0,2 т/сут.
Такая же картина происходит и со средним дебитом жидкости одной скважины. Фактические значения его составляли примерно 0,7 т/сут. И отста-вала от проектных отметок в среднем также на 0,2 т/сут.
Из вышеизложенного следует сделать вывод, что необходимо даль-нейшее интенсивное разбурование залежи нефти мелекесского горизонта с целью достижения запроектированного количества скважин.
Тепловые методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют место-рождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающи-ми промышленную разработку.
Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы уве-личения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов.



2.2 Анализ эффективности разработки мелекесского горизонта

Одной из причин, вызывающих повышенный интерес к мелекесско-му горизонту Жирновского месторождения является сравнительно боль-шой остаточный запас нефти и трудность её извлечения без воздействия на пласт. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке на ре-жиме растворённого газа (являющимся естественным для данного гори-зонта) ожидается не выше 0,2.
Особенностью этого объекта является низкая проницаемость коллек-тора (менее 0,1мкм2), наличие глинистых прослоев и нефтенасыщенных линз, изменчивая по площади нефтенасыщенная толщина пласта. Нефть ха-рактеризуется повышенной вязкостью и высоким содержанием смол (до 27–29%). Дебиты скважин низкие (0,5–2 т/сут).
На основании проекта разработку Мелекесского горизонта осуществ-ляют на режиме растворенного газа. Все скважин эксплуатируются с помо-щью ШГН. Дебиты жидкости (нефти) в основном составляют 0,5 – 1 т/сут.
Для увеличения производительности скважин на указанном объекте проводились работы по нагнетанию в пласт холодной воды, внутрипласто-вому влажному горению (ВВГ), электропрогреву призабойной зоны пласта положительного эффекта не дали.
В то же время на опытно-промышленном участке нагнетание горячей воды в пласт Мелекесского горизонта оказалось эффективным. С 1982г. в пласт закачено 1031,3 тыс.м3 с температурой на забое нагнетательных сква-жин 65-700С. при этом дополнительно добыто 170 тыс.т нефти, т.е. на 1 т до-полнительно добытой нефти приходится 4,5 м3 горячей воды.
Однако существует ряд причин влияющих на более эффективную раз-работку пласта:
Из-за повышенной вязкости при пластовых условиях =21 мПа·с, и, вследствие высокой неоднородности пласта наличие многочисленных зон выклинивания, линз, высокой глинистости гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами по некоторым направлениям затруднена либо полностью отсутствует, что снижает коэффициент охвата пласта вытеснением нефти теплоносителем (горячей водой).
Закачка горячей воды в циклическом режиме, избирательное вскрытие продуктивного пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах да-дут возможность увеличить охват вытеснением.
С целью вовлечения в неоднородном пласте изолированных зон нефте-насыщенности вскрывать эти зоны горизонтальным стволом скважины.
Наилучшая гидропроводность пласта в направлении скважин 925-1016-1015 в ту и другую сторону. По другим направлениям пласт имеет худшую гидропроводность.
Добывающая скважина № 925 обводнилась более, чем на 80%. Осу-ществлялся форсированный отбор жидкости с целью увеличения притока нефти, но это мероприятие эффекта не дало.
По скважине № 1015 процент обводненности колеблется от 5% до 80%. Она работает с аномально высоким отбором жидкости более 100м3/сутки. За 16 лет этой скважиной дополнительно добыто около 70 тыс.т нефти.
По остальным скважинам наметилась стабильность дебитов. Средний дебит жидкости по скважинам колеблется от 3,3 до 42,3 т/сутки. Это свиде-тельствует о высокой неоднородности пласта, наличие локальных зон повы-шенной и ухудшенной проводимости.
По скважинам 638, 695, 923, 924, 939, 1012, 1013, 1014 процент об-водненности колеблется в пределах 15-55%.
С целью совершенствования процесса горячей закачки воды использо-вать нагнетательные скважины в циклическом заводнении. При таком режиме воздействия на пласт одновременно с тепловыми проявляются капилярные эффекты, которые способствуют лучшему вытеснению нефти из неоднород-ного коллектора, снижается удельный расход горячей воды на 1 т нефти.
В начале разработки участка термозаводнения темп ввода теплоноси-теля превышал проектный в 2-2,5 раза. Это объясняет превышение проект-ной добычи нефти по участку в 80-х годах. Это привело и к тому, что неко-торые скважины стали работать с большим процентом обводненности.
В начале 90-го года скважина № 1016 переведена под нагнетание в верхнюю первую пачку Мелекесского горизонта (I+II+III пласты Мелекесско-го горизонта). Это объясняет повышение дополнительной добычи нефти по участку.
При расширении работ по термозаводнению необходимо учесть, что в северном направлении от действующего участка применение горячей воды в пласт Мелекесского горизонта может оказаться неэффективным. Причиной этого является уменьшение нефтенасыщенной толщины пласта и увеличение глинистости, карбонатности коллектора.
Более перспективным является в данном случае южное направление, где толщина глинистого пропласта меньше, чем в северном направлении, хо-тя мощность меньше, чем на данном участке. Данный участок термозаводне-ния выбирали с максимальной мощностью Мелекесского горизонта.
По большинству скважин, реагирующих на термозаводнение, дебиты составляют от 2,5 до 30 т/сутки против 0,5-1 т/сутки до термозаводнения.
В целом за время проведения теплового воздействия и вследствие хо-рошей сообщаемости между скважинами за счет наличия макропористых коллекторов отмечается реагирование скважины. Из скважин опытно-промышленного участка термического воздействия дополнительно получе-но более 40% нефти.
Благодаря закачки горячей воды текущая и суточная добыча резко возросла и в отдельные моменты достигала по 13 скважинам до 50т/сутки. В среднем на одну реагирующую скважину добыто по 817 т/год.
На протяжении 16 лет скважины работают примерно с одним и тем же дебитом. Это объясняется тем, что в призабойную зону продолжает посту-пать нефть из других необрабатываемых участков пласта.
В условиях повышенной вязкости нефти и неоднородности коллектора (коэффициент вариации 0,48, коэффициент расчлененности 1,9) фильтрация нефти в обрабатываемую зону пласта происходит медленно.
Сложностью постоянного внедрения горячей воды в пласт является трудность в управлении и регулировании процесса, в особенности в слож-ных геологических условиях, представленных коллекторами с высокой неод-нородностью.
На опытном участке на одну нагнетательную скважину приходится три эксплуатационных при среднем расстоянии 100-150 м между собой.
Значение коэффициента вытеснения нефти значительно зависит от вяз-кости нефти. Поэтому при повышении температуры пласта вязкость умень-шается, а затем немного стабилизируется. Наиболее высокий темп увеличе-ния коэффициента вытеснения наблюдается в области повышения температу-ры, это связано со снижением вязкости.
Еще одним фактором вытеснения нефти является механизм теплового расширения нефти. Так для нефтеотдачи за счет объемного расширения нефти при температуре в 700С составляет 4,3%.
С повышением температуры поверхностное натяжение нефти уменьша-ется. Это играет важную роль в процессах, происходящих в пласте. Это яв-ление существенно влияет на нефтеотдачу пласта, т.е. высвобождается до-полнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.
С повышением температуры пласта показатели вытеснения существен-но улучшаются.
Во время вытеснения нефти с повышенной вязкостью из пористой сре-ды оптимальной температурой пласта следует считать 1200С. при этой тем-пературе вытесняется до 80% нефти. В данном случае температура пласта 750С. следовательно, при данной температуре вытесняется до 60% нефти.
При нагнетании пара можно вытеснить до 90% нефти из пористой сре-ды.
При вытеснении горячей водой в пласте образуются две фазовые зоны – вытеснение горячей водой и неохваченная тепловым воздействием, где нефть вытесняется водой при пластовой температуре.
При термическом воздействии на пласт приходится нагревать и оста-точную воду, и собственно породу. Следовательно, количество тепла, кото-рое необходимо для нагрева нефти в пласте до заданной температуры, пред-ставляет собой функцию относительных объемов нефти, воды и породы, и соотношения их теплоемкостей.
Для эффективного воздействия на пласт на нагнетательных скважинах устанавливают пакеры, за счет которых НКТ изолируют от эксплуатацион-ной колонны, соответственно потери тепла значительно уменьшаются.
Главная цель, которая преследовалась при строительстве горизонталь-ных скважин, - возможность использования термических методов воздей-ствия для улучшения эффективности вытеснения нефти: увеличение нефтеот-дачи; повышение приемистости скважин по пару и сокращение числа сква-жин, необходимых для разработки объекта. Горизонтальный участок сква-жины обеспечивает большую площадь контакта с нефтенасыщенной поро-дой, благодаря чему возрастает приемистость нагнетательных скважин и увеличивается охват пласта тепловым воздействием.
Например, горизонтальный участок скважины длиной до 1200 м может заменить несколько вертикальных скважин, тем самым сократить капиталь-ные вложения и снизить эксплуатационные расходы на разработку объекта, хотя стоимость проводки горизонтальной скважины выше вертикальной.
Для получения опыта использования горизонтальных скважин на ме-сторождениях тяжелой и вязкой нефти, а также в битуминозных песках, было организовано несколько пилотных участков на различных месторождениях.
Рекомендации по дальнейшей разработке опытно-промышленного участка горячей закачки на мелекесском горизонте Жирновкого месторож-дения:
1. Для более эффективного воздействия на пласт внедрить цикличе-ское заводнение, т.е. попеременно меняя под закачку нагнетательные скважи-ны.
2. На данном участке горячей закачки для продвижения уже со-зданного теплового фронта достаточно закачивать в пласт подогретую воду температурой 25-300С.
3. Для дальнейшей разработки Мелекесского горизонта и расшире-ния участка термозаводнения необходимо переносить нагнетательные сква-жины на 350-400 м от настоящего местонахождения.
4. Необходимым методом заводнения является закачка теплоноси-теля с добавлением ПАВ.
5. Рассмотреть возможность перевода нагнетательных скважин под эксплуатацию на данном участке или попеременная работа скважин в режи-ме: закачка воды – эксплуатация.
6. В целях экономии теплоносителя и управления процессом закач-ки горячей воды необходим постоянный контроль за состоянием цементного камня и эксплуатационных колонн, выделение работающих интервалов пла-ста, что позволит: включать в эксплуатацию слабо дренируемые интервалы, ликвидировать перетоки.
7. Исследовать возможность освоения под закачку горячей воды скважин с горизонтальным стволом.






Комментарии: 5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате закачки горячей воды произошло увеличение дебита скважины на 20,7 тонны.
Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 6896 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 3150,86 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от закачки горячей воды в сумме 29,27 млн. руб. Факти-ческая сумма прибыли составила 43,21 млн. руб. и превысила сумму при-были, получаемую до внедрения мероприятия на 39,61 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 3150,86 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской эффективности внедрения закачки горячей воды.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для увеличения производительности скважин на мелекесском горизонте проводились работы по нагнетанию в пласт холодной воды, внутрипласто-вому влажному горению (ВВГ), электропрогреву призабойной зоны пласта положительного эффекта не дали.
Как наиболее перспективными методами повышения эффективности разработки залежи мелекесского горизонта были признаны тепловые.
Нагнетание горячей воды в пласт на опытно-промышленном участке мелекесского горизонта оказалось эффективным. С 1982г. в пласт закачено 1031,3 тыс.м3 с температурой на забое нагнетательных скважин 65-700С. при этом дополнительно добыто 170 тыс.т нефти, т.е. на 1 т дополнительно добы-той нефти приходится 4,5 м3 горячей воды.
Закачка горячей воды в циклическом режиме, избирательное вскрытие продуктивного пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах да-дут возможность увеличить охват вытеснением.
Если среднесуточный дебит одной скважины до закачки составлял от 0,1 до 5,0 т/сут, то после закачки в пласт горячей воды дебиты сква-жин стали расти, особенно по скважине № 1015 (до 20 – 60т т/сут), что на порядок выше дебита остальных скважин участка (0,5 – 2.0 т/сут).
По большинству скважин, реагирующих на термозаводнение, дебиты составляют от 2,5 до 30 т/сутки против 0,5-1 т/сутки до термозаводнения.
В целом за время проведения теплового воздействия и вследствие хоро-шей сообщаемости между скважинами за счет наличия макропористых кол-лекторов отмечается реагирование скважины. Из скважин опытно-промышленного участка термического воздействия дополнительно получе-но более 40% нефти.
Благодаря закачки горячей воды текущая и суточная добыча резко воз-росла и в отдельные моменты достигала по 13 скважинам до 50т/сутки. В среднем на одну реагирующую скважину добыто по 817 т/год.
На протяжении 16 лет скважины работают примерно с одним и тем же дебитом. Это объясняется тем, что в призабойную зону продолжает посту-пать нефть из других необрабатываемых участков пласта.
Значение коэффициента вытеснения нефти значительно зависит от вязко-сти нефти. Поэтому при повышении температуры пласта вязкость уменьша-ется, а затем немного стабилизируется. Наиболее высокий темп увеличения коэффициента вытеснения наблюдается в области повышения температуры, это связано со снижением вязкости.
Еще одним фактором вытеснения нефти является механизм теплового расширения нефти. Так доля нефтеотдачи за счет объемного расширения нефти при температуре в 700С составляет 4,3%.
В 2013 году от закачки горячей воды получен положительный эффект. Дополнительная добыча нефти составила 7,59 тыс. т., а с начала разработки 221,819 тыс. т.
С целью вовлечения в неоднородном пласте изолированных зон нефте-насыщенности необходимо вскрывать эти зоны горизонтальным стволом скважины. На мелекесском горизонте пробурены скважины с горизонталь-ным окончанием ствола.
Главная цель, которая преследовалась при строительстве горизонталь-ных скважин, - возможность использования термических методов воздей-ствия для улучшения эффективности вытеснения нефти: увеличение нефтеот-дачи; повышение приемистости скважин по пару и сокращение числа сква-жин, необходимых для разработки объекта. Горизонтальный участок сква-жины обеспечивает большую площадь контакта с нефтенасыщенной поро-дой, благодаря чему возрастает приемистость нагнетательных скважин и увеличивается охват пласта тепловым воздействием.
Например, горизонтальный участок скважины длиной до 1200 м может заменить несколько вертикальных скважин, тем самым сократить капиталь-ные вложения и снизить эксплуатационные расходы на разработку объекта, хотя стоимость проводки горизонтальной скважины выше вертикальной.
Горизонтальная скважина - это скважина, которая имеет достаточно протяженную фильтровую зону, соизмеримую по длине с вертикальной ча-стью ствола, пробуренную преимущественно вдоль напластования между кровлей и подошвой нефтяной или газовой залежи в определенном азиму-тальном направлении. Основное преимущество горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными состоит в увеличении дебита в 2 - 10 раз за счет расширения области дренирования и увеличения фильтрационной поверхно-сти.
Одиннадцать скважин мелекесского горизонта имеют горизонтальное окончание ствола.
Скважины с горизонтальным окончанием ствола дают значительный эффект в разработке залежи. За 2013г. из залежи добыто 88700 тонн нефти.
После реализации проекта по интенсификации нефтеотдачи мелекесского горизонта на Жирновском месторождении путем горячей закачки (теплового воздействия на пласт) прибыль возросла на 9,6 млн рублей.
Исходя из вышеизложенного можно сделать выводы, что для повыше-ния эффективности разработки мелекесского горизонта необходимо продол-жать закачку горячей воды и провести дополнительное бурение скважин с горизонтальными участками, так как остаточные запасы нефти мелекесского горизонта достаточно велики.
.



Размер файла: 2,5 Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.rar)

   Скачать

   Добавить в корзину


    Скачано: 1         Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.

Не можешь найти то что нужно? Мы можем помочь сделать! 

От 350 руб. за реферат, низкие цены. Просто заполни форму и всё.

Спеши, предложение ограничено !



Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Анализ эффективности разработки мелекесского горизонта Жирновского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтега
Вход в аккаунт:
Войти

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
UnionPay СБР Ю-Money qiwi Payeer Крипто-валюты Крипто-валюты


И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках


Сайт помощи студентам, без посредников!